Mit Analysen, Projekten und Studien arbeiten wir daran die bestehende Infrastruktur bestmöglich zu nutzen, neue Anschlusskapazitäten zu schaffen und Abläufe zu digitalisieren.
Mit Analysen, Projekten und Studien arbeiten wir daran die bestehende Infrastruktur bestmöglich zu nutzen, neue Anschlusskapazitäten zu schaffen und Abläufe zu digitalisieren.
In Zusammenarbeit mit der Bergischen Universität Wuppertal und Verteilnetzbetreibern in Österreich und Deutschland
In diesem Projekt mit der Universität WuppertalLink öffnet in neuem Fenster wurde das Alterungsverhalten von Mittelspannungskabeln, gegliedert nach Kabeltypen, Verlegeart und Komponenten (sogenannte Archetypen) abgeleitet. Als Basis dienten die Daten der beteiligten Verteilernetzbetreiber Deutschlands und Österreichs.
Mit den Erkenntnissen wurde ein Zustands- beziehungsweise Health-Index für bestehende Kabelstrecken abgeleitet. Dieser dient als Basis für die Instandhaltungs- und Erneuerungsstrategie für Kabelstrecken. Damit ist eine zielgerichtete Planung der Erneuerungsinvestitionen für Mittelspannungskabel möglich. Dies ist speziell für städtische Bereiche wichtig.
Die Erneuerung und Leistungsverstärkung der oft mehr als 50 Jahre alten Kabel wird eine der Herausforderungen der nächsten Jahre. Einerseits muss einer Überalterung gegengesteuert werden, andererseits sollten Netzkapazitäten geschaffen werden. Die Ergebnisse ermöglichen einen gezielten Mitteleinsatz, um dies zu erreichen.
Für ausgewählte Abzweige im Niederspannungs-Verteilernetz
Die Ziele dieses Projekts sind die Erhöhung der Transparenz und das Ermitteln von freien Netzkapazitäten. Diese werden durch eine Aggregation und Analyse vorhandener Daten erreicht. Bei der Analyse werden installierte Erzeugungsleistung, gemessene und synthetische Lastprofile, Verbrauchswerte, Topologie und weitere Faktoren berücksichtigt.
Die gewonnenen Informationen helfen Kundenanschlussanfragen schneller zu beantworten. Außerdem erleichtern sie in weiterer Folge die Netzausbauplanung. Sie sind auch die Grundlage für Investitionsentscheidungen und die Investitionssteuerung.
Das Projekt wird 2025 abgeschlossen und die Ergebnisse im Zuge einer wissenschaftlichen Tagung vorgestellt.
In Zusammenarbeit mit der Salzburg Research Forschungsgesellschaft
In Kooperation mit Salzburg Research wurde im ersten Schritt das Lastverschiebungspotenzial der bestehenden unterbrechbaren Lasten (beziehungsweise Leistungen) für ausgewählte Umspannwerke ermittelt. Die Potentialermittlung ist im Hinblick auf zukünftig eventuell angebotene „variable“ unterbrechbare Netztarife wichtig. Das Ergebnis: Es ist möglich, die elektrische Warmwasserbereitung zeitlich zu verschieben.
Im nächsten Schritt wird auf Basis der historischen Leistungskurven und der installierten Erzeugungsleistungen die, ohne Netzausbau erzielbare, zusätzliche freie Netzkapazität für Einspeiseanlagen ermittelt. Die Ergebnisse werden nach Projektabschluss veröffentlicht.
Eine Masterarbeit der Montanuniversität Leoben
Die Ermittlung der mittel- und langfristige Bedarfsentwicklung auf regionaler Ebene ist für die Niederspannungs-Planungsrichtlinien ausschlaggebend. Mit diesem Wissen können Entscheidungen zwischen einer Verstärkung bestehender Netze oder der Neuerrichtung von Netzen (Trafostationen) entschieden werden.
Im Zuge der Arbeit wurde auf Basis des theoretischen Potenzials von Dach-PV-Anlagen (in Netzebenen 6 und 7) das zu erwartende praktische Potenzial je Niederspannungsnetz / Trafostation ermittelt.
Durch die Regionalgliederung und Abgleich mit den Bestandsdaten wird die Genauigkeit der Investitionsplanung weiter erhöht. Auf Trafostationsebene ist es möglich, zwischen hinreichender Kapazität, Verstärkungspotenzial und Erweiterungsbedarf zu unterscheiden. Darüber hinaus stellen die Ergebnisse eine der Grundlagen für den Netzentwicklungsplan der Hochspannungs- und Umspannwerksebene dar.
Das Projekt wurde im Zuge einer Masterarbeit an der Montanuniversität Leoben durchgeführt und veröffentlicht.Link öffnet in neuem Fenster
Die Ergebnisse wurden darüber hinaus auch bei der ove Energietechniktagung 2024 in Salzburg vorgestellt.
In Zusammenarbeit mit DNV GL Netherlands B.V.
Im Zuge dieses Projekts wird ein Online-Monitoring System für Mittelspannungskabelnetze getestet. Dieses ist laut Herstellerangaben in der Lage, Fehler in Kabelnetzen (unabhängig von Kabeltyp, Verlegeart und den eingesetzten Komponenten) zu erkennen. Mithilfe des Systems könnte es künftig möglich sein, Kabelstrecken bis zu 15 Kilometer Länge, über Trafostationen hinweg, zu überwachen. Dazu werden am Anfangs- und am Endpunkt zeitsynchronisierte Sensoren installiert.
Durch die mögliche Früherkennung anbahnender Kabelfehler über das System könnten wir die Versorgungssicherheit weiter erhöhen. Zusätzlich wäre das Monitoring-System bei Erneuerungsinvestitionen von Vorteil um Mitteleinsatz zielgerichtet einplanen zu können. Dies wäre insbesondere im städtischen Raum hoch relevant. Die Erneuerung / Leistungsverstärkung der typischerweise mehr als 50 Jahre alten Kabel wird eine der Herausforderungen der nächsten Jahre. Dadurch wird einer Überalterung vorgebeugt und künftig benötigte Kapazitäten geschafffen.
Die Projektlaufzeit beträgt mehrere Jahre, die Ergebnisse werden im Zuge einer wissenschaftlichen Tagung veröffentlicht.
Das Projekt DAWN mit Salzburg Research untersucht, wie Smart-Meter-Daten und zusätzliche Messwerte im Niederspannungsnetz genutzt werden können, um den Zustand des Energiesys-tems besser zu verstehen und Prognosen zu verbessern. Ziel ist es, durch eine belastbare Da-tengrundlage den Einsatz von Ressourcen im Energiesystem zu optimieren, die Netzstabilität zu erhöhen und die Integration von Photovoltaik, Elektromobilität und Batteriespeichern besser zu unterstützen. Darüber hinaus schafft das Projekt Grundlagen für innovative Anwendungen im Smart-Grid-Bereich und für den möglichen Aufbau eines österreichischen Kompetenzzentrums für Smart-Grid-Datenmanagement.
Ziel des Projekts ist der Aufbau einer Netzlastprognose nach dem Bottom-up-Prinzip, welche die Transparenz je Erzeugungsart sicherstellt. Im Rahmen eines Proof of Concept (PoC) werden die verfügbaren Netzdaten anhand von zwei repräsentativen Abzweigen analysiert und die Prognosegüte evaluiert. Um Best Practices und Lessons Learned einzubeziehen, wurden zudem vergleichbare Ansätze anderer Verteilnetzbetreiber untersucht. Darauf aufbauend werden die internen Prozesse, das Know-how und die Datenstrukturen für eine Prognose auf Abzweig-Ebene entwickelt.
Mittelfristig sollen die Prognosen für das gesamte Verteilnetz rollierend im 15-Minuten-Takt mit einem Zeithorizont von bis zu einer Woche erstellt werden. Sie bilden künftig die fundamentale Datenbasis für Netzanalysen, das Kapazitätsmanagement sowie die Schaltungsplanung.
In Zusammenarbeit mit der TU Graz
Der Netzausbau für die Energiewende erfolgt auf der Mittelspannungsebene praktisch ausschließlich durch Verkabelung. Dabei werden zunehmend größere Querschnitte eingesetzt. Das führt gemeinsam mit dem zu erwartenden Einsatz von Kabeln auf der 110-kV-Ebene, insbesondere im urbanen Raum, zu einer Verschiebung der Blindleistungsbilanz hin zum kapazitiven Verhalten der Netze. Dies bewirkt unter anderem eine flächendeckende Spannungserhöhung, die zu einer Reduktion der Aufnahmekapazität für Einspeiser führt.
Die alleinige Gegensteuerung durch die geeignete Wahl der Arbeits- bzw. Blindleistungsbereiche der ins Netz einspeisenden Erzeugungseinheiten ist nicht ausreichend. Sie ist um Blindleistungskompensationseinheiten zur ergänzen. Durch die Blindleistungskompensation kann den obigen Effekten und damit der Reduktion der „Einspeiser-Kapazität“ entgegengewirkt werden.
Die Ergebnisse werden nach Projektabschluss im Zuge einer wissenschaftlichen Tagung veröffentlicht werden.
Wechselrichterfunktionen und ein stabiler Netzbetrieb gehen aufgrund zunehmender Netzdurchdringung Hand in Hand. Leider zeigt sich in der Praxis (seit März 2021 = Datum des Inkrafttretens der einschlägigen Vorschriften OVE R25), dass die Qualität der vorgelegten Unterlagen bzw. die Eigenschaften der Wechselrichter selbst, in zahlreichen Fällen höchst mangelhaft ist. Damit müssen die Verteilernetzbetreiber davon ausgehen, dass die in Verkehr gebrachten Geräte nicht den einschlägigen Vorschriften der TOR-Erzeuger entsprechen und somit in letzter Konsequenz die ordnungsgemäße Funktion der Verteilernetze gefährden. Ziel des Projektes ist die Sicherstellung der korrekten Funktion aller getesteten Geräte, die Gleichbehandlung aller Hersteller und eine Übersichtsbildung zum Ausmaß der nicht korrekt funktionierenden Geräte bzw. der typischen Problemfälle. Es wird dabei vor allem auch erforscht, wie stark sich im laufenden Betrieb einseitig durch die Hersteller angepasste Firmwareversionen auf die korrekte Funktion und damit auf die Gesamtsystemstabilität auswirken. Vor allem vor dem Hintergrund des Blackouts in Spanien und neuesten Erkenntnissen zur Angreifbarkeit und zu Qualitätsmängeln wird diesem Thema die höchste Priorität beigemessen. Im Laufe der aktuellen Projektphase 2026/2027 wird ein erster statistischer Überblick inkl. einer Handlungsempfehlung erwartet.
Die mit der Energiewende verbundenen Netzinvestitionen sind zur effizienten Ressourcenallokation mit den erforderlichen Instandhaltungsmaßnahmen in Einklang zu bringen. Um dies bestmöglich zu bewerkstelligen, ist eine hinreichende Datenbasis die Grundlage. Um die Datenbasis effizient weiter zu erhöhen, ist die Anwendung von mobilen Applikationen erforderlich. Diese Applikationen ermöglichen auf relativ einfache Art und Weise, weitere Daten für Netzmanagement, -betrieb, -und -analysen zu erheben. Daten sind die Grundlage für die weitere Prozessoptimierung und für das Kundenservice.
Die Ergebnisse werden nach Projektabschluss veröffentlicht.
Die Entwicklung einer zentralen Self-Service Plattform für unsere Netzkund:innen ist eine unserer laufenden Digitalisierungsmaßnahmen. Das Serviceportal bietet beispielsweise die Möglichkeiten Smart Meter Werte zu analysieren, Smart Meter Einstellungen selbstständig zu ändern, PV-Anschlussbestätigungen anzufragen, die Meldung von Kleinsterzeugungsanlagen und der Aktivierung/Deaktivierung von Störungsinformationen.
Es soll eine automatisierte Bearbeitung und Beantwortung von Einspeiseanfragen inklusive Netzanalyse auf Basis der übermittelten Daten ermöglicht werden. Die Daten fließen direkt in die Netzentwicklung und Investitionsentscheidungen ein. Somit ist der aktuelle Netzzustand und das Ausbauerfordernis in „Echtzeit“ bekannt. Das erlaubt eine automatisierte Netzberechnung der freien Netzkapazitäten für eine schnelle und korrekte Beantwortung der Kundenanfragen.
Wir entwickeln eine automatisierte Auswertung, um die in der Netzdienstleistungsverordnung (END-VO) geforderten Servicelevels im Einspeiserprozess monitoren und reporten zu können. Das Ergebnis soll eine Auswertungsoberfläche mit allen erforderlichen Kennzahlen sein. Dazu wurden unterschiedliche Datenbanken angebunden und ein PowerBI Dashboard zur Verfügung gestellt. Aus diesem kann auch der Report an die ECA generiert werden.
Unser Ziel besteht darin, Energiegemeinschaften bestmöglich zu servicieren. Um dies zu erreichen, nutzen wir eine Software-Erweiterung im SAP IDEXAT Kontext. Diese überwacht verschiedene Aspekte, unter anderem die Datenbasis für Stamm- und Messdaten, die Erstellung der Energiegemeinschaftsbilanz (mathematische Berechnungen) und die tägliche Datenbereitstellung an Marktpartner.
Die erweiterte Funktionalität ermöglicht ein optimiertes Monitoring der täglichen Workflows (Berechnungen, Datenbereitstellung) und die Fehlerbearbeitung in einer Benutzeroberfläche.
Nutzung von (Echtzeit-)Telekomdiagnosedaten für das Verteilnetz
Das Projekt mit Salzburg Research untersuchte, wie Telekom-Diagnosedaten für die Störungsdiagnostik im Niederspannungsnetz genutzt werden können. Mithilfe von Machine Learning wurde automatisiert zwischen Telekom- und Netzstörungen unterschieden, sodass rund 70 Prozent der Niederspannungsnetzstörungen ohne zusätzliche Hardware erkannt werden können. Dadurch kann die Störungsbehebung früher eingeleitet und die Dauer von Versorgungsunterbrechungen reduziert werden.
Das Projekt Smart Meter 2.0 verfolgt das Ziel, die Messung von Verbrauchsdaten zu modernisieren und die Funktionalitäten intelligenter Messsysteme in ganz Österreich zu vereinheitlichen. Dadurch werden sowohl der Beschaffungs- und Betriebsaufwand für Netzbetreiber reduziert als auch einheitliche Kundenschnittstellen geschaffen. Gleichzeitig liefern die erfassten Messwerte eine wichtige Grundlage für eine zielgerichtete Netzplanung und einen effizienten Ressourceneinsatz im Verteilernetz.
Im Projekt wird die Praktikabilität einer Softwarelösung untersucht, mit der Wechselrichter-Reports automatisiert analysiert werden, um zu überprüfen, ob die Parameter für den jeweiligen Wechselrichter (z.B. Spannungsgrenzen, Blindleistungsstrategie, Stützpunkte) den erforderlichen Vorgaben des VNB gem. TOR Stromerzeugungsanlagen entsprechen. Dabei wird ein besonderes Augenmerk auf die Anwendbarkeit und Zuverlässigkeit von KI-Abfrage und Bilderkennung gelegt, da Herstellerformate, Parameterbezeichnungen und Dateiformate sich trotz gem. TOR geforderter Maschinenlesbarkeit ständig ändern. Der Anspruch an das Projektergebnis ist, dass die Konformitätsüberwachungsaufgaben sowohl auf Verteilnetzbetreiberseite, als auch auf Anlagenbetreiberseite durch eine automatische Analyse wesentlich erleichtert werden und das mangelnde Qualitätsmanagement im Herstellerbereich kompensiert wird.
Gemeinsame Projekte mit Oesterreichs Energie werden unter https://www.ebutilities.at/ veröffentlicht.
